Казахстан в 2010 году добыл 79,7 млн. тонн, а переработал 13,7 млн. тонн нефти. Несмотря на большие объемы добычи углеводородного сырья, на сегодняшний день в республике отсутствует полный технологический цикл его глубокой переработки и получения продукции с высокой добавленной стоимостью.
Нефтеперерабатывающая промышленность представлена тремя предприятиями по производству топлива: - Атырауским (АНПЗ, построен в 1945 году), Павлодарским (ПНХЗ, 1978 год) и Шымкентским (РКОР, 1985 год) заводами. Их суммарная проектная мощность составляет 18,5 млн. тонн нефти в год, но сегодня производственные мощности позволяют перерабатывать не более 14,5 млн. тонн нефти. Заводы работают по «давальческой» схеме переработки сырья, т. е. перерабатывают получаемое сырье в различные виды нефтепродуктов, которые затем возвращаются «давальческим» компаниям. При этом лишь АНПЗ работает на отечественной нефти, тогда как РКОР загружается российской нефтью на 20-30%, а ПНХЗ – на 100%.
Показатели глубины переработки нефти отечественных заводов значительно отстают от аналогичных показателей современных западных нефтеперерабатывающих предприятий. Несмотря на значительный приток инвестиционных ресурсов в нефтегазовый сектор республики, все они направляются в основном на освоение нефтегазовых месторождений, а не на развитие нефтеперерабатывающих мощностей. Это стало основной причиной технологического отставания предприятий и сохранения низкой глубины переработки нефти.
Объемы переработки нефти отстают от темпов добычи и составляют порядка 12% (для сравнения в России этот показатель – 50%). Так, если в 1991 году в Казахстане при уровне нефтедобычи в 25,2 млн. тонн перерабатывалось 18 млн. тонн нефти, то в прошлом году было переработано всего 13,7 млн. тонн (причем почти половина объема сырья была импортирована из России).
Основную долю продукции составляют продукты с низкой глубиной переработки, а качество производимого топлива соответствует лишь стандарту Euro-2. Весьма низким остается уровень выхода высокооктановых сортов бензина. Так, на Павлодарском нефтехимическом заводе в 2009 году он составлял 21,37%, на НПЗ в Шымкенте – 11,45%, на НПЗ в Атырау выход Аи-92 составлял всего 3,88%. Дефицит топлива с высоким октановым числом компенсируется его закупками (до 40%) за рубежом (преимущественно в России). Импортируется и до 47% потребляемого в стране авиакеросина. При существующих объемах производства спрос превышает предложение почти по всему ассортименту выпускаемой продукции, исключая мазут.
Таким образом, можно констатировать, что производство ГСМ характеризуется архаичной структурой предложения продуктов, следствием чего является периодически возникающий дисбаланс между спросом и предложением на нефтепродукты.
Ликвидировать периодически возникающий дефицит нефтепродуктов на внутреннем рынке правительство пытается различными способами: подписанием меморандумов о социальном партнерстве между государственными органами, основными ресурсодержателями нефти и нефтепродуктов и нефтепереработчиками; запретами на экспорт топлива; фиксированием розничной цены. Однако все эти попытки остаются безуспешными, поскольку носят административный характер, и не устраняют причину дефицита качественного топлива.
Можно выделить три основные задачи, стоящие перед нефтеперерабатывающей отраслью Казахстана:
Во-первых, загрузка предприятий сырьем, в объемах, необходимых для эффективной работы. Для этого достаточно создать государственный нефтяной резерв, обязав добывающие компании поставлять в него определенные объемы нефти. Причем до тех пор, пока они не выполнят своих обязательств, вывоз сырья за рубеж должен производиться с начислением повышенной экспортной пошлины или вовсе запрещаться. Это не только загрузит мощности НПЗ, но и, избавив от давальческих схем, даст средства на развитие и сократит потери НПЗ из-за роста цен на сырье.
Во-вторых, модернизация и расширение мощностей для увеличения глубины переработки сырья. Решение этой проблемы неоправданно затянулось. В настоящее время правительством утвержден Комплексный план модернизации нефтеперерабатывающих заводов республики. Ожидается, что к 2015 году казахстанские НПЗ прекратят производство бензина марки А-80, наладят выпуск нефтепродуктов, соответствующих стандарту Евро-4 с перспективным выходом на Евро-5, а внутренний рынок будет полностью обеспечен высокооктановыми бензинами местного производства. По итогам модернизации в 2015 году суммарная мощность по переработке нефти возрастет до 17,5 млн. тонн в год.
Предусматривается реализация следующих инвестиционных проектов:
-
Реконструкция и модернизация АНПЗ с доведением мощности по переработке нефти до 5 млн. тонн в год и глубины переработки до 84%. Схема производства позволит получать либо высокооктановые сорта бензина (по стандартам Euro -4, Euro -5), либо дополнительно бензол (133 тыс. тонн в год) и параксилол (496 тыс. тонн).
-
Реконструкция и модернизация РКОР с доведением мощности по переработке нефти до 6 млн. тонн в год, увеличением глубины переработки нефти до 90%, улучшение качества нефтепродуктов до Евро - 4.
-
Реконструкция и модернизация ПНХЗ с доведением мощности до 7,5 млн. тонн в год, доведение глубины переработки нефти до 90%, улучшение качества нефтепродуктов до Евро-4.
В-третьих, строительство в среднесрочной перспективе современного НПЗ. Проблема в том, что с учетом планов освоения шельфа Каспия, стране нужен не просто очередной топливно-ориентированный НПЗ, а полноценный нефтехимический комплекс полной переработки сырья.
Одним из перспективных путей решения связанных с нефтепереработкой проблем может стать создание в рамках Таможенного союза (на базе возможностей России, Белоруссии и Казахстана) межгосударственного предприятия – транснациональной нефтяной корпорации, которая объединила бы в своей структуре геологоразведку, нефтедобычу, нефтепереработку и предприятия сбыта нефтепродуктов.
